Captura y almacenamiento de dióxido de carbono

Captura y almacenamiento de
dióxido de carbono
ESPECIALIDAD: Ingeniería Mecánica
Vicente Javier Aguinaco Bravo
Doctor Ingeniero Industrial
27 de Noviembre 2008
version 191008
Captura y almacenamiento de dióxido de carbono
c
2008,
Academia de Ingeniería, A.C.
Todos los derechos reservados. Bajo las sanciones establecidas en las leyes, queda rigurosamente prohibida,
sin autorización escrita del titular del copyright, la reproducción total o parcial de esta obra por cualquier
medio o procedimiento, comprendidos la reprografía y el tratamiento informático, así como cualquier otro
por inventar.
Procesado en TEX
Índice
1. Antecedentes
6
2. Marco Conceptual
7
3. Captura y almacenamiento del dióxido de carbono
10
3.1. Método de Captura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
3.2. Transporte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
3.3. Almacenamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
4. CCS y su contribución a la mitigación del cambio climático 14
5. Características del CCS
15
6. Situación Actual de la Tecnología de CCS
17
7. Relación Geográfica entre las fuentes de almacenamiento de
CO2
18
8. Costos de la CCS y potencial técnico y económico
20
8.1. Costos de la captación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
8.2. Costos en el Transporte
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
8.3. Costos aplicados a la industria eléctrica . . . . . . . . . . . . . 26
9. Contribución Mundial de proyectos CCS sobre emisiones evitadas de CO2
28
10. Cuantificación de la reducción de las emisiones
31
11. ¿Cuál es el futuro para la captura del carbono?
32
11.1. Implicaciones potenciales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36
12. Conclusiones
37
13. Biografía
1
3
14. Agradecimientos
9
4
Resumen
Palabras claves: Captura y secuestro de CO2 , mitigación de CO2 , gases
de efecto invernadero.
El presente trabajo hace evidente la participación de la ingeniería mecánica, y de
como hace más eficientes los métodos y procesos, bajo una visión de innovación
en la captura y almacenamiento de dióxido de carbono; haciendo referencia a las
principales técnicas aplicadas hoy en día, así como, algunos elementos que permitan planear sus aplicaciones futuras. Se analizan diversas tecnología para mitigar
las emisiones de CO2 globales; las que deben oscilar entre 450 y 750 ppmv1 de
dióxido de carbono y una cartera de opciones de mitigación de costos mínimos. Se
describe cómo es probable que el potencial técnico del almacenamiento geológico sea
suficiente para abarcar el extremo superior de las expectativas de costos de mitigación de GEI2 . Se establecen las consideraciones sobre las opciones de aplicación
de la CCS3 , al igual que otras opciones de mitigación. Se plantea que, uno de los
aspectos más importantes de la captura y almacenamiento del dióxido de carbono,
es el desarrollo y la aplicación de métodos para estimar y notificar las cantidades
en que las emisiones de GEI son reducidas, evitadas o eliminadas de la atmósfera.
1
Partes por millón por volumen
Gases de efecto invernadero
3
Capture carbon Storage, CCS por sus siglas en inglés
2
5
1.
Antecedentes
La Ingeniería Mecánica es un amplio campo de la ingeniería que
implica el uso de los principios físicos para el análisis, diseño, fabricación y
mantenimiento de sistemas mecánicos. Tradicionalmente, ha sido la rama de
la Ingeniería que mediante la aplicación de los principios físicos ha permitido
la creación de dispositivos útiles, como utensilios y máquinas. Los ingenieros
mecánicos usan principios como el calor, la fuerza y la conservación de la
masa y la energía para analizar sistemas físicos estáticos y dinámicos, contribuyendo a diseñar objetos como automóviles, aviones y otros vehículos.
También los sistemas de enfriamiento y calentamiento, equipos industriales
y maquinaria de guerra pertenecen a esta rama de la ingeniería. Por lo tanto, el ingeniero mecánico es el profesional que utiliza los conocimientos de
las ciencias físico matemáticas y las técnicas de ingeniería para desarrollar
su actividad profesional en aspectos tales como; desarrollo de innovaciones
de productos y procesos considerando aspectos relativos a la mecánica, la
producción de bienes, el desarrollo y operación de procesos. Esta formación
le permite participar en las distintas ramas del sector productivo tales como; industria eléctrica, industria petrolera, celulosa y papel, metal-mecánica,
química, computación y sistemas de información entre otras, no obstante, en
las ramas de la ingeniería que más incide son: ingeniería de materiales, electricidad y magnetismo, electrónica, mecatrónica y actualmente incursiona
en ingeniería ambiental, en proyectos tecnológicos y de investigación con el
objeto de restituir y conservar el medio ambiente que propicie su desarrollo
sustentable.
De tal suerte que el ingeniero mecánico participa en actividades de
creación, innovación, transferencia y adaptación de tecnología, así como emprender, dirigir, participar en proyectos de investigación y desarrollo tecnológico. Es por ello que tiene el reto de participar activamente en el tema de
cambio climático, razón por la cual le es necesario conocer y entender los
cambios de las tecnologías utilizadas en esta área y, en su caso, generarlos,
respondiendo así a las necesidades que se presentan en las ramas productivas
6
y de servicios del país para lograr el bienestar de la sociedad a la que se debe.
Considerando, que, como todo parece indicar, el consenso mundial es
el de detener el incremento de las emisiones de gases de efecto invernadero,
para que las concentraciones de dióxido de carbono no rebasen las 450 ppm4
a nivel mundial , nivel considerado como máximo permisible para evitar consecuencias catastróficas para la humanidad. Una de las responsabilidades de
los ingenieros mecánicos será la de incursionar en procesos que contribuyan a
la reducción o captura de emisiones de gases de efecto invernadero, principalmente emisiones evitadas de CO2 en procesos productivos con alta intensidad
energética, tal es el caso de la industria petrolera y la industria eléctrica. A
continuación se presenta un diagrama descriptivo del proceso de captura y
secuestro de carbono geológico.




Captura y almacenamiento










Reserva de gas y petróleo







Carbón estratigráfico

Captura







Domos salinos









 Océanos
Carbono Geológico



Remoción de CO2 de la atmósfera












 Reforestación



 Secuestro
Yacimientos mineros









Agricultura







Algas marinas
2.
Marco Conceptual
El dióxido de carbono, es un gas de efecto invernadero que se encuentra
en la atmósfera. Las actividades humanas, como la quema de combustibles
fósiles y otros procesos, aumentan significativamente su concentración en la
atmósfera contribuyendo al calentamiento global del planeta, la siguiente gráfica indica los volumnes de emisiones de CO2 tanto histórica como prospectiva
4
Partes por millón
7
Figura 1: Proyección de las concentraciones de CO2 en función del tiempo
a nivel internacional.
De acuerdo con los estudios realizados por universidades y organizaciones, el incremento del CO2 atmosférico en los últimos 200 años es significativamente mayor que el evaluado para toda la vida del hombre sobre la tierra,
previo a la industrialización, pasando de un promedio de 280 ppm a casi 380
ppm en 2005, según se muestra en la figura 1 emitida por el IPCC5 .
Por considerar que este incremento en la presencia del CO2 atmosférico
es el responsable del calentamiento mundial, las naciones firmaron el Convenio Marco sobre Cambio Climático, que posteriormente llevó a la firma del
Protocolo de Kioto. De esos dos documentos se desprende la necesidad de
establecer a nivel mundial, programas que dirijan las acciones de los países
en dos direcciones: adaptación y mitigación. Este último campo es donde se
5
Panel Intergubernamental de Cambio Climático
8
Figura 2: Emisiones de carbono anual por región
ha desarrollado el mayor trabajo a nivel mundial, el cual se ha manifestado
en cuatro grandes políticas:
Disminución de la participación del uso de combustibles fósiles.
Incremento en la participación de energías renovables.
Incremento en la eficiencia energética
Captura y Almacenamiento de carbono; tema sobre el cual se presentará este trabajo.
La captura y almacenamiento de dióxido de carbono, CCS, podría limitar las emisiones atmosféricas de carbono derivadas de las actividades humanas. Esta técnica consiste en capturar el dióxido de carbono producido
en las centrales eléctricas o plantas industriales, y luego almacenarlo por un
largo período[8], ya sea en formaciones geológicas del subsuelo, en océanos o
bajo otras condiciones. No debe confundirse con el secuestro de carbono, que
consiste en eliminar el carbono presente en la atmósfera mediante procesos
9
naturales; tales como, el crecimiento de bosques; así mismo, podría aplicarse
para aquellas emisiones que provengan de grandes complejos industriales o
de centrales que usan grandes cantidades de combustibles fósiles[1].
El proceso consiste en tres etapas principales:
1. Capturar el CO2 en su fuente, separándolo de los otros gases que se
generan en los procesos industriales.
2. Transportar el dióxido de carbono capturado a un lugar de almacenamiento apropiado (normalmente de forma comprimida).
3. Almacenar el CO2 fuera de la atmósfera durante un largo período de
tiempo, por ejemplo, en formaciones geológicas subterráneas, en las
profundidades oceánicas o dentro de ciertos compuestos minerales.
3.
Captura y almacenamiento del dióxido de
carbono
3.1.
Método de Captura
Antes de poder realizar alguna operación de almacenamiento geológico
de CO2 es necesario llevar a cabo un proceso de captura, de tal forma, que se
pueda disponer de este con la mayor pureza posible, para su posterior inyección en el subsuelo. La procedencia del CO2 emitido a la atmósfera es muy
diversa, aunque la mayor parte de las emisiones provienen de tres sectores:
generación eléctrica, transporte e industria. Como las emisiones debidas al
transporte son muy dispersas, se descartan por su viabilidad para realizar
operaciones de captura y almacenamiento, por lo que las investigaciones se
centran en la industria y el sector eléctrico.
A la fecha se conocen básicamente cuatro formas de captura de dióxido
de carbono; dos de ellas están relacionadas con el tiempo en el cual se realiza
la operación y, en términos generales pueden ser descritas como sigue:
10
Figura 3: Esquema de pre-combustión
La investigación sobre los métodos de captura, son los de pre-combustión
y post-combustión, ambos métodos se representan esquemáticamente en los
siguientes diagramas, véase figuras 3 y 4:
Figura 4: Esquema de post-combustión
Los otros dos métodos de captura, por el contrario, tienen que ver con
11
la forma de realización de este procedimiento[6]. El primero de ellos implica que en lugar de utilizar aire para la combustión se utilice oxígeno puro,
produciendo, en este caso, una corriente de CO2 concentrada que posteriormente debe tratarse para eliminar las impurezas. Este mecanismo se conoce
como oxicombustión y se encuentra en la actualidad en etapa de desarrollo
piloto[11].
La combustión de oxígeno-gas está en la fase de demostración[5] y utiliza oxígeno de un alto grado de pureza. Ello da lugar a altas concentraciones
de CO2 en el flujo de gas y, por tanto, facilita la separación del CO2 , así como
a mayores necesidades energéticas para separar el oxígeno del aire. El cuarto
y último de los métodos, actualmente en desarrollo, es genéricamente conocido como de procesos químicos. En general, el método consiste en combinar de
forma fisicoquímica o químicamente el dióxido de carbono con un compuesto
químico, como por ejemplo, las aminas, mediante un proceso de absorción
para posteriormente desorberlo mediante la aplicación de temperatura[3]. En
la figura 5 podemos observar un diagrama representativo de los procesos.
Se indican los combustibles y los productos para la combustión de
oxígeno-gas, la captación previa a la combustión (incluida la producción de
hidrógeno y de fertilizantes), la captación posterior a la combustión y las
fuentes industriales de CO2 (incluidas las instalaciones de refinamiento de
gas natural y la producción de acero y cemento)
3.2.
Transporte
Es muy posible que en el lugar en el que se produce el proceso de captu-
ra, no se pueda realizar de inmediato la inyección en el subsuelo, por no existir
formación adecuada para acoger el CO2 . Así pues, deberá de llevarse a cabo
su transporte hasta el emplazamiento donde el proceso de almacenamiento
pueda ser llevado a cabo.
La primera parte del proceso de transporte consiste en una compresión.
Esta compresión se debe a dos motivos fundamentales: reducir el volumen del
gas al transportarlo y mantener la presión necesaria para el proceso que se
12
Figura 5: Representación esquemática de los sistemas de captación y almacenamiento de Dióxido de carbono
requiere. Debido a esta razón, se deberá estudiar cuidadosamente las pérdidas
de carga que pueda sufrir desde el punto de captura hasta el de inyección.
Una vez comprimido el CO2 , el transporte se puede realizar de diversas
formas, aunque parece que para pequeños proyectos de demostración es más
habitual el empleo de camiones, y para proyectos comerciales convendría más
la utilización de tuberías o gaseoductos. En cualquier caso, es necesario el
análisis de las tecnologías de transporte, por lo que no se profundizará más
de lo aquí expuesto.
13
3.3.
Almacenamiento
El proceso de almacenamiento geológico de CO2 es quizás el más com-
plejo de los que componen el confinamiento del dióxido de carbono en formaciones geológicas. Antes de que se puedan efectuar las labores de compresión
y transporte, es necesario realizar una compleja labor de selección del emplazamiento, que requiere un estudio detallado de numerosos parámetros que
definen la idoneidad o la no utilización del sitio.
El Instituto de Geología de la Universidad Nacional Autónoma de México, UNAM, está desarrollando una investigación en el territorio nacional
según los distintos tipos de almacén, que podemos clasificar en los siguientes:
1. Yacimientos de petróleo agotados
2. Yacimientos de gas exhaustos
3. Capas de carbón no explotables con posibilidades de recuperación de
metano (ECBM6 )
4. Formaciones profundas con agua salada
5. Formaciones de pizarras bituminosas con altos contenidos en materia
orgánica
6. Áreas geotérmicas de baja entalpía
7. Yacimientos salinos susceptibles de disolución.
4.
CCS y su contribución a la mitigación del
cambio climático
La captación y el almacenamiento de dióxido de carbono (CO2 ) cons-
tituyen un proceso consistente en la separación del CO2 emitido por la industria y fuentes relacionadas con la energía, su transporte a un lugar de
6
Enhanced Coal-Bed Methane, ECBM por sus siglas en inglés.
14
almacenamiento y su aislamiento de la atmósfera a largo plazo. El presente
trabajo considera la Captación y Almacenamiento de carbono (CCS) como
una de las opciones de la cartera de medidas de mitigación para la estabilización de las concentraciones atmosféricas de gases de efecto invernadero, cabe
mencionar que para el desarrollo de esta tecnología intervienen conocimientos
de diversas ramas de la ingeniería, pero en especial de la ingeniería mecánica,
siendo una aplicación de la misma en una de las opciones de mitigación de
emisiones de CO2 , que a continuación se describe.
Como es conocido, otras opciones de mitigación comprenden: mejora
de la eficiencia energética, combustibles que dependan menos intensivamente
del carbono, las fuentes de energía renovables, el perfeccionamiento de los
sumideros biológicos, entre otros.
La CCS tiene la capacidad potencial de reducir los costos generales
de la mitigación y aumentar la flexibilidad para lograr la reducción de las
emisiones de gases de efecto invernadero. La aplicación generalizada de la
CCS dependerá de la madurez tecnológica, los costos, el potencial global, la
difusión y la transferencia de la tecnología a los países en desarrollo y su
capacidad para aplicar la tecnología, los aspectos normativos, las cuestiones
ambientales y la percepción pública.
Es conveniente indicar que ninguna opción tecnológica proporciona,
por sí sola, todas las reducciones de emisiones necesarias para lograr la estabilización, sino que se necesitará una cartera de medidas de mitigación más
amplia que integre a todos los actores.
5.
Características del CCS
La captación de CO2 puede aplicarse a grandes fuentes puntuales; por
ello, el CO2 sería comprimido y transportado para ser almacenado en formaciones geológicas, en el océano, en carbonatos minerales, o para ser utilizado
en procesos industriales. Las grandes fuentes puntuales y emisoras de CO2
son: la industria eléctrica, petrolera, química, metal mecánica, cementera y
las plantas de producción de hidrógeno alimentadas por combustibles fósiles.
15
Figura 6: Diagrama esquemático de los posibles sistemas de CCS.
Los posibles métodos técnicos de almacenamiento son los siguientes:
Almacenamiento geológico (en formaciones geológicas, como los yacimientos de petróleo y gas, las capas de carbón inexplotables y las formaciones salinas profundas).
Almacenamiento oceánico (liberación directa en la columna de agua
oceánica o en el fondo oceánico).
Fijación industrial de CO2 en carbonatos inorgánicos, lo anterior se
ilustra en el siguiente diagrama esquemático, véase la figura 6.
La tecnología disponible permite captar entre el 85-95 % del CO2 tratado en una planta de captación. Como ejemplo podríamos mencionar que una
16
central eléctrica equipada con un sistema de CCS (con acceso a almacenamiento geológico u oceánico) necesitaría, aproximadamente, entre el 10-40 %
más de energía que una planta con una salida equivalente sin CCS, de la cual
la mayor parte se utiliza para la captación y la compresión. Para un almacenamiento seguro, el resultado neto es que una central eléctrica con CCS
podría reducir las emisiones de CO2 en la atmósfera en una proporción del
80-90 %, en comparación con una planta sin CCS.
6.
Situación Actual de la Tecnología de CCS
Existen diferentes tipos de sistemas de captación de CO2 ; a saber,
posterior a la combustión, previo a la combustión, combustión de oxígenogas y por último de procesos químicos. La captación posterior a la combustión
de CO2 en las centrales eléctricas es económicamente viable en condiciones
específicas. Se utiliza para captar CO2 de parte de los gases de combustión
emitidos por diversas centrales eléctricas existentes[4]. La separación de CO2
en la industria del petróleo-gas natural, que aplica una tecnología similar,
funciona en un mercado maduro. La tecnología requerida para la captación
previa a la combustión se aplica de forma generalizada a la fabricación de
fertilizantes y la producción de hidrógeno. Si bien las fases iniciales de la
conversión del combustible en el sistema previo a la combustión son más
complejas y costosas, las concentraciones más altas de CO2 en el flujo de gas
y la presión más elevada facilitan la separación. La combustión de oxígenogas está en la fase de demostración y utiliza oxígeno de un alto grado de
pureza. Ello da lugar a altas concentraciones de CO2 en el flujo de gas y, por
tanto, a una separación más fácil del CO2 , así como a mayores necesidades
energéticas para separar el oxígeno del aire. Los siguientes esquemas indican
los principales sistemas de captación, véase la figura 7.
17
Vision General de las Opciones de Almacenamiento Geológico
1.- Yacimientos agotados de gas y petróleo.
2.- Utilización de CO2 para la recuperación mejorada de petróleo y gas.
3.- Formaciones salinas profundas; marítimas y terrestres.
4.- Utilización de CO2 para la recuperación mejorada de metano en capas de carbón.
Los componentes de la CCS están en diferentes fases de desarrollo y
pueden desarrollarse a partir de tecnologías existentes que han alcanzado
la madurez o que son económicamente viables en condiciones específicas,
para ello se presenta el siguiente cuadro que indica el grado de desarrollo
tecnológico de los componentes del sistema CCS.




Posterior a la combustión; viable económicamente









Previo a la combustión; viable económicamente


Captación




Combustión oxígeno-gas; Fase demo.









Aplicaciones industriales; Mercado maduro


(




Gaseoducto


Transporte



Buque







Recuperación secundaria de petróleo






Yacimientos de gas o petróleo
Componente de la CCS

Almacenamiento geológico



Formaciones salinas









Recuperación mejorada de metano


(




Inyección directa (disolución)


Almacenamiento oceánico



Inyección directa (lago)


(



Silicatos naturales


Carbonatación mineral



Materiales de desecho


n


 Usos industriales
Mercado maduro
7.
Relación Geográfica entre las fuentes de almacenamiento de CO2
Las grandes fuentes puntuales del dióxido de carbono se concentran en
las proximidades de las zonas industriales y urbanas importantes. Muchas de
18
Figura 7: Visión general de las opciones de almacenamiento geológico
esas fuentes están a 300 km, como máximo, de zonas que podrían tener formaciones apropiadas para el almacenamiento geológico. Investigaciones preliminares sugieren que, por lo general, una pequeña proporción de grandes
fuentes puntuales está ubicada cerca de posibles lugares de almacenamiento oceánico. Sin embargo, la bibliografía actual sobre las correspondencias
entre fuentes puntuales de CO2 y formaciones de almacenamiento geológico
apropiadas es limitada[2]. En la figura 8, sólo se incluye parte de los lugares
de almacenamiento en estratos de carbón. La prospección es una evaluación
cualitativa de las probabilidades de que haya un lugar de almacenamiento
apropiado en una zona determinada.
Los estudios de escenarios indican que se prevé que el número de grandes fuentes puntuales aumente en el futuro y que, en lapso de 10 años, dadas
las limitaciones técnicas previstas, entre el 20 y el 40 % de las emisiones mundiales de CO2 procedentes de combustibles fósiles podrían ser técnicamente
aptas para la captación, en particular entre el 30 y el 60 % de las emisiones de
CO2 originadas por la generación de electricidad, y entre el 30 y el 40 % de las
19
Figura 8: Zonas prospectivas de cuencas sedimentarias en las que pueden encontrarse formaciones salinas, yacimientos de petróleo o gas, o capas de carbón
apropiados.
procedentes de la industria. Las emisiones de las instalaciones de conversión
de biomasa a gran escala también podrían ser apropiadas para la captación
desde el punto de vista técnico. La proximidad entre futuras fuentes puntuales de grandes dimensiones y lugares de almacenamiento potenciales no ha
sido estudiada.
8.
Costos de la CCS y potencial técnico y económico
Se estima que la aplicación de la CCS a la producción de electricidad,
considerando parámetros del 2002, elevará los costos de generación de electricidad de entre 0.01 y 0.05 (UScy$/kWh), dependiendo del combustible, la
tecnología específica, la ubicación y las circunstancias nacionales. La inclusión de los beneficios de la recuperación mejorada de petróleo reduciría los
20
costos de producción de electricidad adicionales ocasionados por la CCS entre
0.01 y 0.02 (UScy$/kWh). La tabla (8.1) muestra los costos de producción de
la electricidad absolutos y los costos en UScy por tonelada de CO2 evitado.
El incremento de los precios de mercado de los combustibles utilizados para
la generación de energía tienden a aumentar el costo de la CCS, por otro
lado, el impacto cuantitativo del precio del petróleo en la CCS se desconoce
y esto es debido a la volatilidad del mercado. No obstante, normalmente,
los ingresos de la recuperación mejorada de petróleo serían más elevados con
precios del petróleo más altos. Si bien la aplicación de la CCS a la producción
de energía a partir de la biomasa, a pequeña escala, incrementaría el costo
de la electricidad de forma sustancial; se puede concluir que la combustión
de biomasa en una central eléctrica de mayores dimensiones alimentada por
carbón y con un sistema CCS sería más rentable[2].
8.1.
Costos de la captación
Los costos varían de forma considerable, en términos tanto absolutos
como relativos, de un país a otro. Dado que los sistemas de ciclo combinado
de gas natural, carbón pulverizado o ciclo combinado de gasificación integrada aún no han sido construidos a escala cabal con CCS. En el futuro,
los costos de la CCS podrían reducirse por medio de la investigación y el
desarrollo tecnológico y las economías de escala, estas últimas podrían mermar en gran medida el costo de los sistemas de CCS basados en la biomasa.
La aplicación de la CCS a las instalaciones de conversión alimentadas con
biomasa o combustión ocasionaría emisiones de CO2 más bajas o negativas,
lo cual podría reducir los costos de esta opción, dependiendo del valor de
mercado de las reducciones de las emisiones de CO2 .
Los costos estimados de la captación de CO2 en las centrales eléctricas
de grandes dimensiones se basan en estudios de diseño técnico de tecnologías
para uso comercial actual (si bien, a menudo, en diferentes aplicaciones y/o
a menor escala que las asumidas en la bibliografía), así como en estudios
de diseños de conceptos que en este momento se encuentran en la fase de
21
investigación y desarrollo (I+D)[10]. En la tabla 8.1 se resumen los resultados
correspondientes a las nuevas plantas de CP7 , CCGN8 y CCGI9 , basados en
la tecnología existente, con captación de CO2 y sin ella. Los sistemas de
captación para los tres modelos reducen las emisiones de CO2 por kWh entre
el 80 y el 90 por ciento, teniendo en cuenta las necesidades energéticas de la
captación.
Todos los datos correspondientes a las plantas de CP y de CCGI que
figuran en la tabla (8.1), se refieren solamente al carbón bituminoso. Los
costos de captación comprenden el costo de la compresión del CO2 (por lo
general, hasta entre 11 y 14 MPa), pero no incluyen los costos adicionales
del transporte y el almacenamiento del CO2 .
La escala de los costos correspondientes a cada uno de los tres sistemas
refleja diferencias en las hipótesis técnicas, económicas y operativas utilizadas en los distintos estudios. Si bien algunas divergencias entre los costos
registrados pueden atribuirse a las diferencias en el diseño de los sistemas de
captación de CO2 , las principales causas de la variabilidad son las diferencias en el diseño, el funcionamiento y la financiación asumidos para la planta
de referencia a la que se aplica la tecnología de captación (factores como el
tamaño de la planta, la ubicación, la eficiencia, el tipo de combustible, el
costo del combustible, el factor de capacidad y el costo de capital). Ningún
conjunto de suposiciones se aplica a todas las situaciones o a todas las partes
del mundo, por lo que se indica una escala de costos[13].
En los estudios enumerados en la tabla (8.1), la captación de CO2
aumenta el costo de la producción de electricidad entre un 35 y un 70 por
ciento (de 0.01 a 0.02 UScy por kWh) para una planta de CCGN; entre un 40
y un 85 por ciento (de 0.02 a 0.03 UScy por kWh) para una planta hipercrítica
de CP; y entre un 20 y un 55 por ciento (de 0.01 a 0.02 UScy por kWh) para
una planta de CCGI. En general, los costos de producción de electricidad
para las plantas de combustibles fósiles con captación (con exclusión de los
7
Plantas de carbón pulverizado
Ciclo combinado a gas natural
9
Ciclo combinado con gasificación integrada
8
22
costos ocasionados por el transporte y el almacenamiento del CO2 ) oscilan
entre 0.04 y 0.09 UScy por kWh, en comparación con un costo de 0.03 a 0.06
UScy por kWh para plantas similares sin sistema de captación. En la mayor
parte de los estudios realizados hasta la fecha, normalmente se ha constatado
que los sistemas de CCGN acarrean costos de producción de electricidad más
bajos que las nuevas plantas de CP y CCGI (con sistemas de captación o sin
ellos) en el caso de plantas con una carga de base importante que cuentan con
altos factores de capacidad (iguales o superiores al 75 por ciento) y precios
del gas natural de entre 2.6 y 4.4 UScy por GJ durante la vida útil de la
planta.
Tabla 8.1 Análisis del rendimiento y costos de producción
Medición dela
rendimiento y los costos
Planta nueva CCGIb
Escala
Planta nueva CPc
Escala
Planta nueva CCGNd
Escala
max
VRe
min
max
VR
min
max
VR
Factor de emisión
sin captación kgCO2 /kW h
0.344
-
0.379
0.376
0.736
-
0.811
0.762
0.682
-
0.846
0.773
Factor de emisión
son captación kgCO2 /kW h
0.040
-
0.066
0.052
0.092
-
0.145
0.112
0.065
-
0.152
0.108
Reducción porcentual
de CO2 por kW h ( %)
83
-
88
86
81
-
88
85
81
-
91
86
Eficiencia de planta
con captación, BCPf ( %)
47
-
50
48
30
-
35
33
31
-
40
35
Necesidad energética de la captación
( % del aumento del insumo/kW h)
11
-
22
16
24
-
40
31
14
-
25
19
Necesidades totales de capital
sin captación (US$/kW )
515
-
724
568
1161
-
1486
1286
1169
-
1565
1326
Necesidades totales de capital
con captación (US$/kW )
909
-
1261
998
1894
-
2578
2096
1414
-
2270
1825
64
-
100
76
44
-
74
63
19
-
66
37
COEg sin captación (US$/kW h)
COE con captación (US$/kW h)
0.031
0.043
-
0.050
0.072
0.037
0.054
0.043
0.062
-
0.052
0.086
0.046
0.073
0.041
0.054
-
0.061
0.079
0.047
0.062
Aumento del COE
con captación (US$/kW h)
0.012
-
0.024
0.017
0.018
-
0.034
0.027
0.009
-
0.022
0.016
Aumento porcentual del COE
con captación ( %)
37
-
69
46
42
-
66
57
20
-
55
33
Costo del CO2 captado
neto (US$/tCO2 )
37
-
74
53
29
-
51
41
13
-
37
23
min
Aumento % Costo Capital
con captación ( %)
a
Fuente: Grupo Intergubernamental de expertos sobre cambio climático, 2005
Ciclo combinado con gasificación integrada
c
CP, Planta de carbón pulverizado
d
Ciclo combinado de gas natural
e
VR, Vapor representativo basado en los valores de los diferentes estudios
f
BCP, Bajo poder calorífico
g
COE, Costo de producción de electricidad
b
23
Las escalas y los valores representativos están basados en datos obtenidos de diferentes estudios. Todos los datos relativos a las plantas de CP y
de CCGI se refieren sólo al carbón bituminoso a un costo de entre 1,0 y 1,5
UScy$/GJ (BPC); todas las plantas de CP son unidades hipercríticas. Los
datos relativos a las plantas de CCGN están basados en precios de gas natural de 2,8 a 4,4 UScy$/GJ (sobre una base de BPC). Los costos se expresan
UScy constantes de 2002. El tamaño de las centrales eléctricas oscilan, aproximadamente, entre 400 y 800 MW para las plantas sin captación, y para las
centrales entre 300 y 700 MW para las plantas con captación. Los factores de
capacidad oscilan entre el 65 y el 85 por ciento para las plantas de carbón,
y el 50 y el 95 por ciento para las plantas de gas (promedio para cada una
aproximadamente es al 80 por ciento). Los factores de cargas fijas varían del
11 al 16 por ciento. Todos los costos incluyen la compresión de CO2 , pero no
comprenden los gastos adicionales de transporte y almacenamiento de CO2 .
8.2.
Costos en el Transporte
Se ha realizado una estimación de los costos tanto para el transporte
por gaseoductos como para el transporte marítimo de CO2 . En cada caso, los
costos dependen en gran medida de la distancia y de la cantidad transportada.
En el caso de los gaseoductos, los costos dependen de si el gaseoducto está
situado en la tierra o en el mar, si se trata de una zona muy congestionada, o
si en su ruta hay montañas, grandes ríos o terrenos congelados. Todos estos
factores podrían duplicar el costo por unidad de longitud, que aumentaría
aún más en el caso de los gaseoductos que atravesaran zonas habitadas. Todo
costo adicional para la recompresión (estaciones de bombas reforzadoras) que
pueda necesitarse para los gaseoductos de mayor longitud se contaría como
parte de los costos de transporte, que son relativamente bajos y que no están
incluidos en las estimaciones aquí presentadas.
Los siguientes gráficos indican los del transporte por gaseoducto para
una distancia nominal de 250 km, que, por lo general, es de 1 a 8 UScy por
tonelada de CO2 (de 4 a 30 UScy por tonelada de C); asimismo muestra tam24
Figura 9: Costos de transporte para gaseoductos terrestres y marítimos, en UScy.
bién como el costo del gaseoducto depende del flujo másico del CO2 . El costo
del acero representa una fracción significativa del costo de un gaseoducto,
por lo que las fluctuaciones de ese costo (como su duplicación entre los años
2003 y 2005) podrían afectar a la economía general de los gaseoductos.
En el transporte por barco, el volumen del tanque y las características
de los sistemas de carga y descarga son algunos de los factores determinantes
del costo general de transporte. Los gastos relacionados con la compresión y
la licuefacción del CO2 están incluidos en los costos de captación presentados
anteriormente. Los siguientes gráficos comparan los costos de transporte marítimo con los del transporte por gaseoductos, y se muestra la distancia con
respecto a la rentabilidad. Si existe la opción marítima, ésta suele ser más
económica que los gaseoductos para las distancias superiores a unos 1000 km
y para las cantidades inferiores a unos pocos millones de toneladas de CO2 al
año. En el almacenamiento oceánico, el sistema de transporte más apropiado
depende del método de inyección; desde un buque flotante estacionario, un
buque en desplazamiento, o un gaseoducto desde la costa.
25
Figura 10: Costos de transporte de CO2 relacionados con la distancia, en UScy.
8.3.
Costos aplicados a la industria eléctrica
Los costos varían de forma considerable, en términos tanto absolutos
como relativos, de un país a otro. Dado que los sistemas de ciclo combinado
de gas natural, carbón pulverizado o ciclo combinado de gasificación integrada aún no han sido construidos bajo un esquema CCS. En el futuro, los
costos de la CCS podrían reducirse por medio de la investigación y el desarrollo tecnológico y las economías de escala, estas últimas podrían mermar,
en gran medida, el costo de los sistemas de CCS basados en la biomasa.
La aplicación de la CCS a las instalaciones de conversión alimentadas con
biomasa o combustión ocasionaría emisiones de CO2 más bajas o negativas,
lo cual podría reducir los costos de esta opción, dependiendo del valor de
mercado de las reducciones de las emisiones de CO2 [12].
En los siguientes cuandros se muestran los costos de producción de
electricidad y de prevención de dióxidos de carbono para distintos tipos de
generación eléctrica.
26
Sistema de Central Eléctrica
Ciclo
Carbón
Ciclo Combinado
Combinado
(US$/kWh)
con gasificación
GN (US$/kWh)
integrada
(US$/kWh)
Sin captación (referencia)
0.03 - 0.05
0.04 - 0.05
0.04 - 0.06
Con captación y almacenamiento geológico
0.04 - 0.08
0.06 - 0.10
0.05 - 0.09
0.04 - 0.07
0.05 - 0.08
0.04 - 0.07
Con captación y recuperación
secundaria de petróleo
Planta de referencia de
Planta de referencia de
ciclo combinado de GN
carbón
(US$/tCO2 evitado)
(US$/tCO2 evitado)
CC de GN
40 - 90
20 - 60
Carbón
70 - 270
30 - 70
CC gasificación integrada
40 - 220
20 - 70
CC de GN
20 - 70
0 - 30
Carbón
50 - 240
10 - 40
CC gasificación integrada
20 - 190
0 - 40
Tipo de central eléctrica con CCS
Central eléctrica con captación y
almacenamiento geológico
Central eléctrica con captación y
recuperación secundaria de petróleo
Costos de producción de la electricidad para distintos tipos de generación, sin captación y para el sistema de CCS en su conjunto. El costo de un
sistema completo de CCS para la generación de electricidad a partir de una
central eléctrica alimentada por combustibles fósiles, a gran escala y de construcción nueva depende de una serie de factores, entre ellos las características
de la central eléctrica y el sistema de captación, los detalles específicos del
lugar de almacenamiento, la cantidad de CO2 y la distancia a la que debe
transportarse. Para las cifras, se asume la experiencia de una planta a gran
27
escala. Los precios del gas utilizados oscilan entre 2.8 y 4.4 UScy por gigajulio
(GJ), y los del carbón entre 1 y 1.5 UScy por GJ[7].
Costos de la prevención del CO2 para el sistema completo de CCS para
la generación de electricidad, para diferentes combinaciones de centrales eléctricas de referencia sin CCS y centrales eléctricas con CCS (almacenamiento
geológico y recuperación mejorada de petróleo). La cantidad de CO2 evitado
es la diferencia entre las emisiones de la planta de referencia y las emisiones
de la central eléctrica con CCS. Los precios del gas asumidos oscilan entre
2.8 y 4.4 UScy por GJ, y los del carbón entre 1 y 1.5 UScy por GJ[7].
9.
Contribución Mundial de proyectos CCS sobre emisiones evitadas de CO2
Actualmente se estima que, en todo el mundo, es probable que haya
un potencial técnico de 2 000 Gt10 de dióxido de carbono (545 Gt de C),
como mínimo, de capacidad de almacenamiento en formaciones geológicas,
sin embargo podría incrementarse ese potencial para el almacenamiento geológico en formaciones salinas, pero las estimaciones del límite superior no son
seguras debido a la falta de información y de una metodología acordada.
Los cálculos de los modelos para la capacidad de almacenamiento de
dióxido de carbono en los océanos indican que esta capacidad podría ser del
orden de miles de Gt de CO2 , dependiendo del nivel asumido de estabilización
en la atmósfera y de limitaciones ambientales como el cambio del pH del
océano. La medida en que la carbonatación mineral podrá utilizarse no puede
determinarse en este momento, ya que depende de la cantidad de reservas de
silicatos que pueden ser técnicamente explotadas, actualmente desconocida,
y de cuestiones ambientales como el volumen de desechos de productos.
En la mayor parte de los escenarios de estabilización de las concentraciones atmosféricas de gases de efecto invernadero entre 450 y 750 ppmv
de CO2 y en una cartera de opciones de mitigación de costos mínimos, el
10
giga toneladas
28
potencial económico de la CCS ascendería a un nivel de 220 a 2 200 Gt de
CO2 (entre 60 y 600 Gt de C) de forma acumulativa, lo cual significaría que
la CCS contribuiría entre el 15 y el 55 por ciento al esfuerzo mundial de
mitigación acumulativo hasta 2100, habiendo calculado el promedio de una
serie de escenarios de base[12]. Es probable que el potencial técnico del almacenamiento geológico sea suficiente para abarcar el extremo superior del
punto máximo de la función del potencial económico, pero, en determinadas regiones, es posible que éste no sea el caso. La incertidumbre en estas
estimaciones de potencial económico es significativa. Para que la CCS alcance ese potencial económico, sería necesario instalar varios cientos y miles de
sistemas de captación de dióxido de carbono durante el próximo siglo y que
cada uno de ellos captara entre 1 y 5 Mt de CO2 al año. Es probable que
el resultado de la ejecución real de la CCS, al igual que otras opciones de
mitigación, sea más bajo que el potencial económico debido a factores como
el impacto ambiental, los riesgos de fugas y la falta de un marco jurídico
claro o de aceptación pública.
En la mayoría de los estudios de escenarios, el papel de la CCS en las
carteras de opciones de mitigación va aumentando en función del tiempo, y se
constata que la inclusión de la CCS en una cartera de opciones de mitigación
reduce los costos de estabilización de las concentraciones de CO2 en un 30
por ciento o más.
Uno de los aspectos de la competitividad en términos de costos de
los sistemas de CCS es que esas tecnologías son compatibles con la mayor
parte de las infraestructuras energéticas existentes. La contribución potencial
mundial de la CCS como parte de una cartera de mitigación es ilustrada por
los ejemplos en la figura (11).
Las cifras indicadas en la ilustración, son un claro ejemplo de la contribución potencial de la CCS a escala mundial como parte de una cartera de
opciones de mitigación. Están basadas en dos modelos de evaluación integrada alternativos (MESSAGE y MiniCAM) que adoptan las mismas suposiciones para los principales generadores de emisiones. Los resultados variarían
de forma considerable en escalas regionales.
29
Figura 11: Contribución potencial de la CCS a escala mundial
Este ejemplo se basa en un sólo escenario y, por tanto, no transmite
la gama completa de incertidumbres. Los diagramas a) y b) muestran el uso
mundial de energía primaria, incluido el despliegue de la CCS. Los diagramas
c) y d) indican las emisiones mundiales de CO2 en gris y las contribuciones
correspondientes de las principales medidas de reducción de las emisiones en
color. El diagrama e) muestra el precio marginal calculado de las reducciones
de CO2 .
30
10.
Cuantificación de la reducción de las emisiones
Todavía faltan métodos capaces de estimar las cantidades de emisiones
de gases de efecto invernadero reducidas, evitadas o eliminadas de la atmósfera. Mientras que una tonelada de CO2 almacenada de forma permanente
ofrece las mismas ventajas que una tonelada de CO2 no emitida, una tonelada de CO2 almacenada de forma temporal proporciona muchos menos
beneficios. Los métodos actualmente disponibles para los inventarios nacionales sobre las emisiones de gases de efecto invernadero, podrían adaptarse
para integrar los sistemas de captura y almacenamiento de CO2 . Sin embargo, todavía quedan algunas cuestiones por resolver mediante desarrollo
de políticas adecuadas[7]. No obstante, uno de los aspectos más importantes
de la captura y almacenamiento de CO2 , es el desarrollo y la aplicación de
métodos para estimar y notificar las cantidades en que las emisiones de gases
de efecto invernadero son reducidas, evitadas o eliminadas de la atmósfera.
Esto requiere:
Realizar estimaciones e informes sobre las emisiones actuales para los
inventarios nacionales sobre gases de efecto invernadero.
Inscribir la captura y almacenamiento de CO2 en el marco de acuerdos
internacionales destinados a limitar las emisiones netas.
Ante la ausencia de acuerdos internacionales, no queda claro si las diversas formas de captura y almacenamiento de CO2 serán tratadas como
reducción de emisiones o como eliminación de las emisiones de la atmósfera.
La técnica de la captura y almacenamiento de CO2 se diferencia claramente y en muchos aspectos del secuestro de CO2 en sumideros biológicos de
carbón (bosques, suelo, etc), a la vez que las diferentes formas de captura y
almacenamiento se diferencian claramente las unas de las otras. Esta diferencia debería reflejarse en todos los sistemas que contabilizan las reducciones
netas de gases de efecto invernadero. Actualmente, no existe ningún método
31
disponible en el marco de CMNUCC11 para controlar, medir y contabilizar
las fugas físicas desde los lugares de almacenamiento.
11.
¿Cuál es el futuro para la captura del carbono?
A pesar de las fuertes advertencias sobre las alteraciones del clima, el
incremento de las temperaturas en los mares, etc.; la comunidad científica
hace esfuerzos denodados para buscar diferentes alternativas de solución que
mitiguen la severidad de las alteraciones climáticas. Evidentemente no hay
soluciones sencillas y de una manera importante debemos de prever los efectos
y consecuencias de las soluciones propuestas.
En los últimos diez años, la tecnología de captura y almacenamiento
del carbono ha avanzado enormemente; a pesar de las vicisitudes a que se
ha visto sometida. La reducción de emisiones puede conseguirse mediante la
eficiencia energética o el cambio de las fuentes de energía renovables y nucleares. La captura y almacenamiento de carbono cumplimentan estas áreas
de investigación y las diferentes tecnologías han sido descritas a lo largo de
este trabajo.
Conceptualmente, estas estratégias son semejantes a la reducción de
SO2 , N OX , partículas y otros contaminantes de las emisiones. Una gran
diferencia, sin embargo, es que el volumen de CO2 generado es mucho más
grande que en las otras emisiones.
Algunas oportunidades futuras en la captura del CO2 pueden provenir
de la producción de los combustibles base hidrógeno, tales como el gas natural, carbón y biomasa. El subproducto obtenido, CO2 será relativamente
puro y el costo incremental de la captura del carbono será relativamente bajo. El hidrógeno puede usarse en celdas de combustible de baja temperatura
y en otras tecnologías de combustible base hidrógeno; aunque hay algunos
11
Convención Marco de las Naciones Unidas Sobre Cambio Climático, de sus siglas en
inglés UNFCCC, United Nations Framework Convention on Climate Change
32
costos mayores en el desarrollo del mercado y la infraestructura para estos
combustibles.
¿Qué podemos hacer con las grandes cantidades de CO2 capturado?
Su uso comercial sería ideal, pero, aplicaciones a gran escala están limitadas.
La mayoría de los procesos químicos usan CO2 y éstos requieren cantidades
relativamente pequeñas, están en el orden de millones de toneladas, en tanto
que los combustibles fósiles producen billones de toneladas. Alternativamente, grandes cantidades de CO2 capturado pueden almacenarse en formaciones
geológicas y en el fondo del océano.
Los sumideros geológicos para el CO2 incluyen formaciones salinas muy
profundas, la utilización de los pozos petroleros vacíos y de gas están dispersos
por todo el mundo y pueden ser utilizados para estos fines. Todas estas
posibilidades de almacenamiento pueden contener varios cientos de miles de
Gt de carbono.
La captura y almacenamiento de CO2 en las formaciones salinas o en
los pozos petroleros y de gas vacíos, puede lograrse mediante tres mecanismos: desplazamiento al sitio del CO2 ; disolución de CO2 en fluídos y por
reacción química del CO2 con minerales presentes para formar compuestos
sólidos estables como los carbonatos. La técnica del desplazamiento predomina inicialmente, pero la disolución y la reacción vienen a ser más importantes
en la línea de tiempo. Otra posibilidad de almacenamiento son las minas de
carbón agotadas, el CO2 se difunde a través de la estructura porosa del carbón y éste es absorbido físicamente. Este es semejante al proceso en el cual
el carbón activado remueve las impurezas del agua o del aire.
Los océanos representan por mucho, un sumidero con un gran potencial, contiene aproximadamente 40,000 GtC (billones de toneladas métricas
de carbono) comparado con solamente 750 GtC en la atmósfera y 2,200 GtC
en la biósfera terrestre. Como resultado, la cantidad de carbono que podría
duplicar la concentracion atmosférica, cambiaría la concentración en los océanos por menos del 2 %. En la escala de tiempo de mil años, correspondería
al 80 % de las emisiones antropogénicas de CO2 que serían transferidas al
océano. Las descargas de CO2 directas sobre el océano acelerarían este pro33
ceso, pero el proceso natural se vería reducido, y esto redundaría en una
concentración de CO2 y su velocidad de incremento.
El CO2 atmosférico es transferido rápidamente al mar mediante una
interface aire-mar, particularmente, cuando vientos fuertes provocan olas de
gran tamaño y un atrapamiento de burbujas. Como resultado del equilibrio
químico entre moléculas del CO2 , el bicarbonato y iones carbonatados presentes en el agua de mar; aproximadamente el 1 % del CO2 permanece sin
disolverse en forma molecular. Una vez que el CO2 está disuelto en la superficie del agua, este entra a formar parte del ciclo del carbono marino y
que ulteriormente es transportado a las profundidades del mar mediante dos
procesos principalmente, solubilidad y por bombeo biológico.
La reacción básica para la determinación del CO2 en agua de mar y en
el océano es la siguiente[3]:
kO
CO2 Ogas −→ CO2 Oaqueous
k10
+
kH
k20
CO2 + H2 O ↔ H2 CO3 ↔ H + HCO3− ↔ H + + CO32−
Donde kO es el coeficiente de solubilidad de CO2 en agua de mar, kH
es la constante de hidratación y k10 y k20 son la primera y la segunda constantes de disociación del ácido carbónico. El ion carbonatado, es un indicador
importante para medir la capacidad de amortiguamiento y, por tanto, mide
la capacidad de neutralización del CO2 en el agua de mar; basándonos en la
siguiente ecuación:
H2 O + CO2 + CO32− ↔ 2HCO3−
El CO2 puede neutralizarse mediante la adición de partículas suspendidas de carbonato de calcio; ya sea adicionadas o incorporadas por los sedimentos, según la siguiente ecuación:
solido
CO2 + H2 O + CaCO3 OCa2+ + 2HCO3−
34
Esta reacción se lleva a cabo por medio de carbonato de calcio biogenético presente en los organismos vivos o muertos calcificados.
En las profundidades del océano, los hidratos de CO2 pueden formar
CO2 · 6H2 O o CO2 · 8H2 O. Esto se supone que se forma alrededor de los
500 metros de profundidad y esto está referido como un proceso interfacial,
donde el hidrato de CO2 forma una frontera alrededor del CO2 presente; esto
es, como si fuera un lago en el fondo de los océanos, que se supone, estable
e inhibido por una disolución de CO2 .
A pesar de las crecientes incertidumbres que existen en relación al tamaño de los depósitos de carbono, simples cálculos basados en la concentración
actual del CO2 y la saturacion teórica alcanzable en las profundidades de los
océanos, indican una notoria capacidad de varios millones de gigatoneladas
de CO2 . De una forma particular, esto está constreñido por la cantidad de
iones carbonatados disponibles a neutralizarse por el ácido carbónico formado por la disolución del CO2 . Se tiene estimado que en las profundidades del
océano los carbonatos presentes están en el rango de 1,600 Gt a 4,920 Gt
CO2 . La cantidad de iones carbonatados disueltos en las profundidades del
océano, a profundidades mayores a 500 metros se han estimado del orden de
1,320 Gt de CO2 equivalente. Estas cifras son especulativas y empíricas, por
lo que deben ser tomadas con mucha cautela.
La inyección del CO2 en las aguas profundas de los océanos, es indudable que ejerce diferentes impactos a las introducidas a las aguas intermedias.
Abajo de los 3,000 metros podemos anticipar que el CO2 formará una pluma
líquida densa, la cual formará un lago de CO2 líquido en el fondo submarino, unido a los hidruros de CO2 . Esta superficie inhibirá su disolución en
esas aguas, ya que las aguas profundas tienen una velocidad de transferencia
mucho más baja que en la superficie. Teóricamente, se sugiere que el lago de
CO2 formado en las profundidades del fondo submarino, sería equivalente a
la generación de energía eléctrica, de una planta de carbón de capacidad de
1GW, por 10 años de operación, y podrían cubrir una superficie de 654,500
m2 del fondo submarino a una profundidad de 80 metros; conteniendo aproximadamente 58 millones de toneladas de gas licuado. Suponiendo que, la
35
alberca se encuentra a unos 80 metros de profundidad. Esta hipótesis está
validada por medio de un modelo matemático[9].
Tabla 11 Estimación de los depósitos de carbono en diferentes medios
Tamaño de yacimientos
Gt carbono
Océanos
44,000
Atmósfera
750
Terrestres
2,200
Potencial de secuestro
Gt carbono
Océanos
1000s
Formaciones salinas profundas
100s - 1000s
Yacimientos petroleros y gas agotados
100s
Minas de carbón
10s - 100s
Terrestres
11.1.
10s
Implicaciones potenciales
Con base en lo anterior expuesto, los factores que debemos analizar
sobre los efectos en el ecosistema son los siguientes:
1. Reducción del pH
2. Disilución de carbonatos
3. Recuperación de materiales tales como: óxidos de azufre, óxidos de
nitrógeno y metales
4. Formación de nuevos compuestos tales como metales y amonia
5. Predicción de efectos adversos
Con el objeto de predecir el alcance de los impactos, es necesario establecer una línea base que relacione tanto escala como extension de las alteraciones físico-químicas y de los efectos al sistema biológico. Como ya hemos
hecho notar, la predicción de la alteración del pH está basado en un modelo
36
matemático y que por esa razón, es casi improbable que los medios tecnológicos existan para poder obtener datos en el sitio o informacion relevante de
un cambio en la escala del potencial de hidrógeno en las profundidades de
los océanos resultantes del almacenamiento del CO2 .
12.
Conclusiones
Tecnológicamente, la captura y almacenamiento de CO2 es posible, y
durante este siglo podría jugar un papel significativo en la reducción
de las emisiones de gases de efecto invernadero. Ahora bien, todavía
quedan muchas cuestiones por resolver antes de que estas técnicas se
extiendan a gran escala.
Para aumentar el conocimiento y la experiencia sobre estas técnicas,
deberán realizarse más proyectos de gran escala en el sector eléctrico.
Se requieren más estudios para analizar y reducir los costes, así como
para evaluar la conveniencia del potencial geológico de los lugares de
almacenamiento. También se requieren más experimentos pilotos sobre
la carbonatación mineral. Asimismo, es preciso realizar estudios sobre
los impactos ecológicos que el CO2 puede producir en las profundidades
oceánicas.
Además, es necesario crear un marco legal y reglamentario adecuado, y
eliminar las barreras que traban su implantación en los países en vías
de desarrollo.
Si se dan ciertas condiciones y se resuelven los vacíos de conocimiento,
en unas cuantas décadas los sistemas de captura y almacenamiento de
CO2 podrían implantarse a gran escala, en tanto que se establezcan
políticas que limiten sustancialmente las emisiones de gases de efecto
invernadero.
Otras de las cuestiones que quedan por resolver son el potencial de
transferencia y de difusión de las tecnologías de captura y almacena37
miento de CO2 , las oportunidades que tienen los países en vías de
desarrollo a la hora de explotarlas, la aplicación de estas tecnologías
en las fuentes de biomasa de CO2 y las posibles interacciones entre la
inversión en la CCS y las otras opciones de mitigación.
En cuanto a las fugas a largo plazo desde los lugares de almacenamiento, deberá establecerse un tope para la cantidad de pérdidas que
pueden permitirse, si la CCS pasase a considerarse como una medida de
mitigación del cambio climático. Si se consigue retener el CO2 en una
fracción de 90-99 % durante 100 años, o de 60-95 % durante 500 años,
estos almacenamientos temporales podrían ser considerados como una
opción válida para la mitigación del cambio climático.
El consenso científico considera la captura y almacenamiento de carbono como una de las principales opciones para reducir las emisiones de
CO2 . Si se extendiera esta tecnología, los costes asociados a la estabilización de la concentración atmosférica de los gases de efecto invernadero
se verían reducidos, como mínimo, en un 30 %.
38
Referencias
[1] Working Group I to the Second Assessment Report of the IPCC. The
Science of Climate Change. IPCC, page 572, 1996.
[2] David, J.
Economic Evaluation of Leading Technology Op-
tions for Sequestration of Carbon Dioxide.
M. S. Thesis,
http://sequestration.mit.edu/bibliography, 2000.
[3] Herzog, H. . What future for Carbon Capture and Sequestration? Environmental Science and Technology, 35(7):149A–153A, 2001.
[4] Herzog, H.; Caldeira, K.; Adams. E. Carbon sequestration via direct
injection, http://web.mit.edu/energylab/www/hjherzog. Encyclopedia
of Ocean Science, 2004.
[5] Herzog, H.; Drake, E.; Adams, E. CO2 Capture, Reuse, and Storage
Technologies for Mitigation Global Climate Change. A White Paper;
DOE Order No. DE.AF22-96PC01257; U.S. Government Printing Office: Washington, D.C., 1997.
[6] Herzog, H.; Eliasson, B.; Kaarstad, O. Capturing Greenhouse Gases,.
Sci. Am, 282(2):72–79, 2000.
[7] Intergovernmental Panel on Climate Change (IPPC). Special Report
on Carbon Dioxide Capture and Storage, Summary for Policymakers.
http://www.ipcc.ch/activity/srccs/index.html, 2005.
[8] IPCC. Special Reports on Renewable Energy Sourcesscoping meeting
on renewable energy sources Carbon Dioxide Capture and Storage.,
The Edinburgh Building Shaftesbury Road, Cambridge CB2 2RU ENGLAND, 2005.
[9] Johnston, P; Santillo, D. Carbon Capture and Sequestration: Potential
Environmental Impacts. IPCC, Workshop on Carbon Dioxide Capture
and Storage, 35, 2005.
39
[10] McDonald, A. and Schrattenholzer, L. Energy policy. Learning Rates
for Energy Technologies, 29:255–261, 2001.
[11] U.S. Department of Energy;. Carbon sequestration research and development doe/sc/fe-1. U.S. Government Printing Office: Washington
DC, 1999.
[12] Rubin, E. S.; Chen, C. and A.B. Rao. Cost and Performance of Fossil Fuel Power Plants with CO2 Capture and Storage. Energy policy,
DOI:10.1016/j.enplo.2007.03.009(3), 2007.
[13] Rubin, E. S., et. al. Use of Experience Curves to Estimate the Future Cost of Power Plants with CO2 Capture. Int. J. Greenhouse Gas
Control., 1:188–197, 2007.
40
13.
Biografía
Resumen de Cualificaciones
El resultado de su curriculum profesional, de más de 32 años de experiencia, le da una solidez y visión en gestión administrativa, fabricación,
control de calidad, implantación de tecnologías, materiales compuestos para la industria aeronáutica, investigaciones tecnológicas, metalurgia física,
enseñanza universitaria, gestión de programas y presupuestos, modelización
teórica. La experiencia en estas actividades conlleva liderazgo, motivación y
entrenamiento de equipos humanos.
Formación Académica
Doctor Ingeniero, Universidad Politécnica de Madrid, Madrid, España.
Diciembre 1995
Master in Engineering Science, Metallurgical Engineering, University
of Michigan, Ann Arbor, Michigan (USA). Abril 1982.
Licenciatura en Ingeniería Mecánica, Universidad Iberoamericana. México 1977.
Especialidades
• Gestión Administrativa • Desarrollo Tecnológico • Modelización Teórica • Sistema de Administración Ambiental • Fabricación • Ingeniería de
Producción.
Experiencia Profesional
Febrero 1997 a la fecha.
1
Comisión Federal de Electricidad
Puesto: Gerente de Protección Ambiental.
Actividad:
• Asegurar la adecuada tecnología a fin de generar ingresos adicionales por la aplicación de la metodología del Mecanismo de
Desarrollo Limpio, Protocolo de Kyoto.
• Promover las mejores prácticas en los siguientes temas ambientales:
◦ Desarrollo Sustentable
◦ Economía Ambiental
◦ Ciclo de vida
◦ Evaluación ambiental Estratégica
• Proponer de manera conjuta con la autoridad ambiental los estándares que regularán el sector energía.
• Alinear los objetivos de la Gerencia de Protección Ambiental con
los de la Dirección General.
• Promover las mejores prácticas a fin de desarrollar las competencias, conocimiento y habilidades de los colaboradores mediante el
desarrollo y capacitación de proyectos en las ciencias ambientales.
• Impulsar la capacitación ambiental y desarrollo de proyectos ambientales con las instituciones académicas.
• Unificación de las normas ISO 9000-2000, 14000 y Seguridad en
el Trabajo bajo un único manual. Esta gestión sitúo a la empresa
entre las primeras del mundo en la integración normativa y ha
merecido la certificación del IMNC (México).
• Evaluación de los impactos ambientales de obras y acciones destinadas a la generación de energía eléctrica.
• Implementación del Sistema de Administración Ambiental en la
Comisión Federal de Electricidad: más de 70,000 empleados, 199
2
centrales térmicas de generación, 1,400 subestaciones eléctricas y
una generación diaria de 38,200 MW/hora.
• Implementación de la norma ISO 14000 a nivel nacional.
• Implementación del Sistema de Desarrollo Sustentable para el sector eléctrico en coordinación con el Grupo E7 (Canadá).
• Implementación de un sistema integrado que reúne las normas
ISO (9000-2000, 14000 y Seguridad y Salud en el Trabajo) bajo
un procedimiento único. Este trabajo ha sido certificado por una
institución reconocida por ISO.
• Definición de las regulaciones ambientales respecto a la localización de sitio de plantas de productores externos de energía.
Febrero 1997 a Enero 2001
Secretaría de la Defensa Nacional, México, D.F.
Actividad: Asesor de la Fábrica Nacional de Armas
Septiembre 1989 a Enero 1997
Construcciones Aeronáuticas, S.A., Madrid, España.
Actividades:
• Coordinador de ingeniería para el programa EFA (European Figther Aircraft).
• Gerente del programa SAAB-2000.
• Gerente del programa F-18.
• Jefe de la Junta de Revisión de Materiales para los programas del
Consorcio AirBus.
• Clearance NATO (OTAN) 1989-1996, programa EFA.
Enero 1987 a Abril 1989
Turbometalaria Hefesto, S.A., México, D.F.
Puesto: Gerente de Producción
3
Actividades: Planificación, operación y fabricación (Turn-on key), transferencia de tecnología.
Agosto 1987 a Enero 1989
Empresa: Universidad Panamericana, México D.F.
Puesto: Profesor de la Escuela de Ingeniería.
Octubre 1985 a Abril 1987
Kennamex, S.A., México, D.F.
Puesto: Gerente de Control de Calidad.
Actividad: Gestión de la calidad en la fabricación de carburos de tungsteno.
Enero a Mayo 1985
Eaton Componentes para Motores, S.A. de C.V. Edo. de México.
Puesto: Jefe de los Laboratorios Metalúrgicos.
Actividad: Durante cuatro meses siguió un entrenamiento técnico en la
planta de Kearney, Nebraska y en Marshall, Michigan (HQ), USA. La
filial de México cerró en Abril de 1985.
Abril 1978 a Enero 1985
Instituto de Investigaciones Eléctricas, I.I.E. México.
Puesto: Investigador.
Actividad: Asistencia técnica a las plantas generadoras de energía eléctrica.
Enero 1977 a Abril 1978
Auriga Plásticos, México.
Puesto: Jefe del Departamento de Diseño Mecánico.
Actividad: Diseño y fabricación de troqueles para la industria del plástico.
Enero 1974 a Diciembre 1976
4
Secretaría de Comunicaciones y Transportes.
Departamento: Auto Transporte Federal
Actividad: Administrativo.
Patentes
Diseño y fabricación de un mezclador de cementos polimerizados. Patente cedida al Instituto de Investigaciones Eléctricas. Julio 1979.
Tesis
Tesis para la obtención del grado de Doctor Ingeniero, Simulación de
la Transformación Martensítica Inducida por una Energía de Deformación Elástica. Diciembre 1995
Tesis para la obtención del grado de Licenciado en Ingeniería Mecánica,
Tratamientos Termomecánicos de los Metales. Junio 1977
Publicaciones
Que hay detrás de una Manifestación de Impacto Ambiental,
MIA, publicado por la Comisión Federal de Electricidad, México, D.F.
2007.
Plan estratégico Institucional de Desarrollo Sustentable, PEIDES, publicado por la Comisión Federal de Electricidad, México, D.F.
2005.
Teoría de la Nucleación de la Martensita. Publicado por el CENIM (España), Revista de Metalurgia, volumen 30, número 2, 1994.
Análisis de falla de elementos mecánicos relacionados con las
plantas termoeléctricas. Comunicación Privada del Instituto de Investigaciones Eléctricas. Noviembre 1984
5
Análisis de falla de un cable del tiro de mina de la compañía
Minera de Real del Monte y Pachuca. La compañía procesa 2,400
toneladas métricas por día en su planta de concentrados. Comunicación
Privada, Instituto de Investigaciones Eléctricas. Septiembre 1984
Simulación de la existencia de la fase σ en un sistema base
níquel. Comunicación Privada, Instituto de Investigaciones Eléctricas.
Mayo 1984
Análisis de falla de una tubería de 12 pulgadas de diámetro
de la compañía Minera de Cananea. La compañía procesa 30,000
toneladas métricas por día en su planta de flotación. Comunicación
Privada, Instituto de Investigaciones Eléctricas. Marzo 1984.
Simulación de las transformaciones metalúrgicas que sufre una
tubería durante el proceso de soldadura (TIG). Comunicación
Privada, Instituto de Investigaciones Eléctricas. Octubre 1983
Análisis de falla de la pared de agua de la planta termoeléctrica número IV del Valle de México. Comunicación Privada, Instituto de Investigaciones Eléctricas. Junio 1983
Diseño y experimentación del comportamiento en alta temperatura 538◦ C, de una unión soldada de material disímil en una
aleación del tipo 2.25 CrMo/304 Stainless Steel bajo termofluencia y propagación de grieta. Comunicación Privada, University of Michigan and Detroit Edison, USA. Diciembre 1982
Seminarios, Cursos
Finanzas para no Financieros, Centro de Estudios Financieros, Madrid,
España. Agosto 2005. Curso
Gestión Sanitaria, Centro de Estudios Financieros, Madrid, España.
Noviembre 2004. Curso
6
Finanzas para Ejecutivos no Financieros, Instituto Tecnológico Autónomo de México, ITAM, México, D.F. 11–20 octubre 1999. Curso
Dirección de Empresa D–1, Instituto Panamericano de Alta Dirección de Empresa, IPADE, México, D.F. Septiembre 1997 a Julio 1998.
Diplomado
Instalaciones de Energía Solar, Centro de Estudios de la Energía Solar,
Sevilla, España, Octubre 1996. Diplomado
Corrosión en componentes aeronáuticos, Construcciones Aeronáuticas,
Madrid, España, Marzo 1994. Curso
Materiales Compuestos para la Industria Aeronáutica, impartido por
United States Air Force USAF en Construcciones Aeronáuticas, Madrid, España, Diciembre 1993. Curso
Finance and Accounting Program, Alexander Hamilton Institute. México, D.F. Junio 1988. Diplomado
Statistical Process Control Applied a Production, Seminario impartido
en Kearney Plant, Nebraska, USA. Enero 1985. Seminario
Escritura Técnica, Instituto de Investigaciones Eléctricas, Octubre 1984.
Curso
X-ray Diffraction Techniques, University of Michigan, Junio 1984. Curso
Tratamientos Térmicos y sus Aplicaciones, Universidad Nacional Autónoma de México, México, Marzo 1979. Curso
Metalurgia Física Avanzada, Universidad Iberoamericana, Junio 1977.
Curso
Metalurgia Física Aplicada a la Ingeniería, Universidad Iberoamericana, Febrero 1977. Curso
7
Reconocimientos
Cum Laude por unanimidad del Jurado por la defensa de la Tesis
Doctoral, Universidad Politécnica de Madrid, España, Diciembre 1995.
Reconocimiento
Nivel II en pruebas No-Destructivas (Líquidos Penetrantes) reconocidos
por American Society of Non-Destructive Test, por medio de Eaton Co.
Kearney, Nebraska, USA. Marzo 1985. Reconocimiento
Reconocimiento por la Secretaría de Educación Pública como Candidato Investigador, México, D.F., México. Julio 1984. Reconocimiento
Beca para obtener el grado de Maestro en Ciencias Master in Science
of Engineering, Metallurgical Engineering 1979-1982 por el CONACYT
y el Banco de México, S.A., México, D.F., México. Premio
Idiomas
Español e Inglés.
Afiliaciones Profesionales
American Society for Metals, 1981.
The Metallurgical Society of AIME, 1982.
Materials Research Society, 1992.
Colegio de Ingenieros Mecánicos y Electricistas, A.C., 1999
• Registro Colegiado 7285
8
Datos Personales
Apellidos:
Aguinaco Bravo
Nombre:
Vicente Javier
Fecha de Nac.:
8 de septiembre 1952
Nacionalidades:
Mexicana
Dirección oficina:
Boulevard Adolfo Ruiz Cortines 4156 piso 5
C.P. 01900, México, D.F.
14.
Tel. of.:
5481-7507
email:
[email protected]
Profesión:
Dr. Ingeniero
Agradecimientos
Deseo expresar mi más sincero agradecimiento al Doctor Don José Mi-
guel González Santaló por su incondicional apoyo, también quiero agradecer
al Doctor Don José Luis Fernández Sayas por su integridad, su aplomo y
por su patrocinio; al Doctor Don Manuel Martínez por su compromiso, de
igual manera al Doctor Don José Manuel Echeverria Villagómez por su apoyo. Quiero agradecer de una manera muy especial a mis padres, Don Vicente
Aguinaco Alemán† y Doña Maria Guadalupe Bravo Velasco por su apoyo
incondicional a lo largo de mi existencia y por animarme a alcanzar esta
meta y a seguir creciendo. A Leticia Sotelo Flores, mi compañera, por su
amor, paciencia y apoyo sin condiciones. A Don Fabián Aguinaco Bravo, mi
hermano, que siempre me ha acompañado, animado a dar lo mejor de mi y
que en los momentos difíciles ha estado presente.
9